Air-e concentra un mayor riesgo de alzas en su tarifa

El precio de la energía en bolsa comenzó a moverse a la baja con la entrada en aplicación del régimen transitorio que la Comisión de Regulación de Energía y Gas (Creg) diseñó para el periodo de riesgo de desabastecimiento asociado al fenómeno de El Niño 2026-2027. Mientras en agosto el valor promedio fue de $950 por kilovatio hora (kWh), con máximos de $1.050 en las horas de mayor demanda, los primeros niveles observados bajo las nuevas reglas se ubican en $658, $609 y $528 por kWh en el predespacho ideal. El cambio se produce mientras algunas comercializadoras mantienen una exposición importante a las compras en bolsa. De acuerdo con un análisis publicado por Sergio Cabrales en su cuenta de X, Air-e, actualmente intervenida, tiene el 53% de sus compras de energía expuestas a este mercado, más de tres veces el promedio de la muestra analizada, que es de 16%. Le siguen Enelar, con 38%; ESSA, con 24%; Enerca y E.M.S.A., con 20% cada una, y CENS, con 18%. Para estos agentes, el comportamiento del precio spot tiene una incidencia directa sobre el costo de las compras de energía y, posteriormente, sobre la fórmula tarifaria. La modificación quedó establecida en la Resolución Creg 101 127 del 27 de agosto de 2026. La norma suspendió durante el periodo de riesgo la aplicación del Estatuto para Situaciones de Riesgo de Desabastecimiento (ESRD), regulado principalmente por las resoluciones Creg 026 y 155 de 2014, y creó un régimen paralelo que estará vigente hasta el 31 de mayo de 2027, lo que ocurra primero. La aplicación tampoco es permanente ni automática. La Creg activó el mecanismo de sostenimiento de la confiabilidad mediante la Circular 343 de 2026, a partir del 7 de septiembre. los cambios en el esquema El nuevo esquema reemplazó el mecanismo de Energía Vendida y Embalsada (EVE) por dos herramientas. La primera establece un precio de oferta sugerido según la tecnología de generación. La segunda incorpora una "Meta térmica", es decir, un nivel mínimo de generación con plantas térmicas que el Centro Nacional de Despacho (CND) debe considerar en la programación y el redespacho. Para las hidroeléctricas, la oferta debe tomar como referencia el nivel de embalse y costos como el Precio de Escasez Superior (PES) y los Otros Costos Variables (OCV), que incluyen principalmente el CERE y la contribución al FAZNI. Con mayor disponibilidad de agua, la oferta se acerca a los OCV, mientras que aumenta cuando disminuye el volumen útil. Las térmicas, por su parte, calculan su oferta con los costos de suministro y transporte del combustible, operación, mantenimiento y eficiencia de la planta. Las solares, eólicas y demás FNCER deben considerar sus OCV, que corresponden esencialmente al CERE y FAZNI. La resolución también suspendió temporalmente la regla que impedía que el precio de bolsa cayera por debajo del CERE más FAZNI. Además, ninguna oferta podrá fijar un precio superior al mayor costo variable de las plantas con Obligaciones de Energía en Firme (OEF), límite que aplica el ASIC en el despacho ideal. Más generación térmica y menos presión sobre el agua La "Meta térmica" busca que una parte de la generación que normalmente habría sido atendida por hidroeléctricas sea cubierta por plantas térmicas. La energía térmica adicional desplaza generación hidráulica y permite conservar agua en los embalses. Ese desplazamiento, sin embargo, depende de las condiciones de operación. Si aparecen restricciones, como desbalances de generación de FNCER en la Costa Caribe, el CND puede reducir la meta y despachar un volumen térmico menor. También se estableció que las plantas solares y eólicas entren en la base del despacho, por lo que la generación desplazada correspondería principalmente a hidroeléctricas con embalse. Para Óptima Consultores, las nuevas reglas modifican los incentivos de los agentes. Los comercializadores con alta exposición a bolsa pueden beneficiarse de menores precios de compra y también pagar menos por la Demanda No Cubierta del Cargo por Confiabilidad. Ese menor costo se refleja posteriormente en la fórmula tarifaria. En cambio, los comercializadores con altos niveles de contratación pueden asumir mayores costos por restricciones asociadas a la generación térmica forzada, que impactan el componente R de la tarifa. En los generadores hidráulicos también puede presentarse un efecto favorable si no son despachados y deben comprar energía en bolsa para cumplir sus contratos, siempre que el precio disminuya bajo las nuevas reglas. Para las térmicas, la generación adicional que sea ordenada por el CND y no resulte seleccionada en el despacho ideal se remunera mediante reconciliación positiva, bajo las reglas de la Resolución CREG 034 de 2001. Esta remuneración contempla los costos operativos y, cuando corresponda, una parte de la diferencia entre el combustible utilizado y el respaldado para las OEF. El comportamiento regional ocurre además en un mercado donde la demanda está concentrada en varias zonas del país. Según cifras de Anif, con base en XM, entre enero y agosto de 2026 el Caribe representó el 21,7% de la demanda real de energía, seguido por Meta, con 14,5%; Antioquia, 12,3%; Valle del Cauca, 10,5%; Cundinamarca, 9,9%, y Bogotá, 7,7%. Después aparecen Boyacá, con 4,4%; Santander, 4,2%; Arauca, 3,1%, y Casanare, 2,2%. En tarifas, el aumento acumulado entre enero y agosto fue de 22,9% en Valle del Cauca; 17,9% en Bolívar, Cesar, Córdoba y Sucre; 17,6% en Tolima; 17% en Santanderes; 12,4% en Antioquia; 10,8% en Manizales; 10% en Bogotá; 8,1% en Atlántico, La Guajira y Magdalena, y 0,6% en Meta. La exposición de Air-e adquiere relevancia en este escenario: el 53% de sus compras está atado a bolsa. Un episodio fuerte de El Niño puede reducir la generación hidráulica, aumentar el despacho térmico y elevar los costos de carbón, gas, fuel y diésel. Para una comercializadora con esa proporción de compras spot, también aumenta la necesidad de liquidez y de garantías ante XM cuando suben los precios.